2024年港股电力行业投资策略分析报告：煤电盈利绿电装机提速

煤电盈利趋稳，绿电装机提速——2024年度港股电力行业策略核心观点细分行业推荐顺序为：煤电》风电运营商》光伏发电➢

煤电：预期2024年动力煤整体供需平衡，价格整体

，在电煤中长协履约保供严管政策下，燃煤成本将有效控制在合理区间；而长协电价相对稳定，特别是煤电容量电价政策的出台，加上未来辅助服务市场扩容以及现货交易市场的完善，更加稳定了煤电机组的盈利预期，有利电力多维价值实现。➢

绿电：受益光伏组件价格/风机价格持续下行，光伏/风电终端装机需求有望迎来快速增长。同时，期待可再生能源补贴欠款利好兑现改善电站运营商现金流，CCER重启提升绿电项目收益率，行业整体估值修复可期。风电和光伏项目相比较来看，光伏受低谷电价政策影响较大，而风电机组大型化后发电效率提升，银行利率也处于历史低位，项目回报率明显提升，目前是最经济的可再生能源，项目收益率的稳定性要优于光伏发电。投资建议1）

首推煤电以及火电转绿电公司，可以享有电力行业所有政策红利，业绩稳定性好：分别是华能国际（902

HK）、华润电力（0836

HK）和中国电力（2380

HK）。2）

中长期推荐优质老牌风电运营商，尽享“以大带小”风电技改政策红利，估值优势明显：分别是龙源电力（0916

HK）和大唐新能源（1798

HK）。目录一、用电需求持续增长，电力多维价值显现二、长协煤保供+容量电价，利好火电盈利趋稳三、辅助服务+现货交易，改善火电盈利预期四、风光度电成本持续下行，绿电装机提速五、投资策略及重点公司推荐用电需求和负荷刚性增长，供需偏紧支撑电价韧性➢

《中国电力》2023年第3期刊发《新形势下“十四五”后三年中国电力需求形势研判》显示：1）2023年中国经济运行有望整体明显好转，预计GDP增速为5.0%~7.0%。2024、2025年，预计中国GDP分别增长4.5%~6.5%、4.0%~6.2%。2）用电量仍有较大增长空间，技术进步、能源转型、电力市场、气候气温等因素对用电增长影响将增强，预计2023、2024、2025年，中国全社会用电量分别为9.1万亿~9.3万亿、9.4万亿~9.7万亿、9.7万亿~10.1万亿kWh，“十四五”后三年年均增速为3.9%~5.3%，“十四五”年均增速为5.2%~6.0%。3）最大负荷受产业结构调整、空调与电采暖设备推广、气候气温等影响将更为突出，增速将高于用电增速。预计2023、2024、2025年，中国全社会最大负荷分别为14.3亿~14.7亿、14.9亿~15.7亿、15.4亿~16.6亿kW，“十四五”年均增速为5.7%~7.2%，高于用电量年均增速0.5~1.2个百分点。➢

电力规划设计总院预计，2024年至2025年，全国电力供应保障压力仍然较大。极端气候显著推高电力负荷，结合当前电源、电网工程投产进度，预计2024年，迎峰度冬期间华北、东北区域电力供需基本平衡；华东、华中、西北、南方区域电力持续供需偏紧。表：2023-2025年用电量预测表：

2023-2025年最大负荷预测基准情景加速发展情景

风险情景基准情景14.5加速发展情景

风险情景2023年用电量/(万亿Kwh)2024年用电量/(万亿Kwh)2025年用电量/(万亿Kwh)2023-2025年平均增速9.29.69.29.79.12023年最大负荷/亿kW2024年最大负荷/亿kW2025年最大负荷/亿kW2023-2025年平均增速“十四五”期间平均增速14.715.716.67.0%7.2%14.314.915.44.3%5.7%9.49.715.39.810.15.3%6.0%16.14.5%5.5%3.9%5.2%5.9%“十四五”期间平均增速6.6%资料：电规总院、《中国电力》2023年第3期，国元证券经纪（香港）整理安全保供和绿色转型形势下，电力多维价值显现➢

2023年5月15日，国家正式印发了《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》（发改价格〔2023〕526号），这是我国发布的第三监管周期省级电网输配电价，新的电价政策已于今年6月1日起执行。《通知》明确工商业用户终端电价由上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加组成，其中系统运行费用包括辅助服务费用和容量电费等，上网环节线损费用按实际购电上网电价和综合线损率计算。图：第三轮监管周期工商业用户终端销售电价构成资料：国家，国元证券经纪（香港）整理安全保供和绿色转型形势下，电力多维价值显现➢

中电联发布《适应新型电力系统的电价机制研究报告》显示，为了保证系统安全稳定和持续推进能源转型，系统对于电力的需求，将从以电量价值为主向多维价值转变，电价的构成也应逐步体现电力的多维价值。发电公司上网电价的合理构成应包括四个部分，即电能量价格﹢容量价格﹢辅助服务费用﹢绿色环境价格。发展的带动下，预计2023年全年通过容量市场体现，反应系统容量充裕度和调节充裕度，引导各类电源协调发展。新能源大规模发展和支撑性电源不足的矛盾，高峰时段电力供应不足与低谷时段消纳困难频出，提升对电力可靠性需求。通过电能量市场体现，反映电能量的生产成本，

以往市场电力商品的主要属性，随意着新能源的发展和占比的提升，生产成本出现下降，系统总成本增加，电能量价格占比降低。上网电价合理构成通过绿电交易市场体现，以市场机制实现绿色价值的外部属性内部化，推动能源电力低碳转型。我国双碳目标要求，更加凸显了新能源的绿色环境价值，提高了市场对绿电的需求。通过辅助服务市场体现，反映系统灵活调节能力，保障电网安全稳定运行。新能源的随机性和波动性，大幅增加了电力系统对调频调峰资源的需求。资料：中电联、北京电力交易中心，国元证券经纪（香港）整理广东省和江苏省2024年长协电价有望维持较好水平➢

2023年12月7日，国家、国家能源局发布《关于做好2024年电力中长期合同签订履约工作的通知》。通知提出，持续推进电力市场化改革，规范有序做好电力中长期合同签订履约工作，充分发挥电力中长期交易压舱石、稳定器作用，保障电力安全平稳运行。各地政府主管部门原则上应于12月20日前完成2024年年度电力中长期合同签订工作。文件提出，要坚持电力中长期合同高比例签约，并明确了发电侧签约比例、用电侧签约比例。用电侧：2024年各地市场化电力用户(含电网代理购电，下同)年度电力中长期合同签约电量应不低于上一年度用电量的80%，并通过后续季度、月度、月内合同签订，保障全年电力中长期合同签约电量不低于上一年度用电量的90%。➢

2023年11月21日，广东省能源局、国家能源局南方监管局，发布《关于2024年电力市场交易有关事项的通知》。通知中提出，2024年广东电力市场规模约为6000亿千瓦时，包括直接参与市场交易电量和电网企业代理购电电量，较上一年度增加500亿千瓦时。1）年度交易规模：2024年，按照目前用户侧市场注册情况，并考虑年用电量

500

万千瓦时及以上的电网代购用户直接参与市场，安排年度交易规模上限

3200亿千瓦时，成交电量达到

3200亿千瓦时结束年度交易。2）交易价格：按照“基准价+上下浮动”的原则，根据燃煤基准价0.453元/千瓦时上下浮动

20%形成年度交易成交均价上下限。2024年，市场参考价为0.463元/千瓦时，年度交易成交均价上限暂定为0.554元/千瓦时，下限暂定为0.372元/千瓦时。➢

江苏电力交易中心发布《2024年电力市场年度交易公告》，对2024年电力市场年度交易相关事项进行公告。在发电量方面，《公告》规定省内燃煤机组年度交易电量原则上为其2023年上网电量的

80%左右；在交易价格方面，煤电电量电价仍按照“基准价+20%上下浮动”形成（312.8~469.2元/兆瓦时），容量电价按照国家和省有关规定执行。此外，江苏省2023年12月电力集中竞价交易结果近期发布，成交价格为469.2元/兆瓦时，较基准电价顶格上浮。目录一、用电需求持续增长，电力多维价值显现二、长协煤保供+容量电价，利好火电盈利趋稳三、辅助服务+现货交易，改善火电盈利预期四、风光度电成本持续下行，绿电装机提速五、投资策略及重点公司推荐动力煤供需平衡，长协保供助力煤电盈利持续改善✓

2023年，国内煤炭产量供应稳定增长以及进口煤大增的情况下，动力煤供需整体平衡，中长协价格相对稳定在国家规定的价格区间。预计2023年电煤中长协供应量提升到26亿吨，覆盖面超过85%。山西电煤中长期合同履约率达91.3%，签约量超额完成。最新环渤海动力煤价格指数稳定在731元/吨，市场动力煤现货报价为954元/吨。✓

基于发电耗煤持续增长的考虑，2023年要求电力企业长协全覆盖甚至105%覆盖（即发电耗煤在2022年基础上增加5%），2024版本签约比率恢复至80%-100%，对耗煤增量的限制相对放松，签约弹性较2023年增加。2024年火电发电量预计有3%-5%的增加，所以即便长协签约比率下降，电煤合同量或并不会有明显减少，长协量整体保持稳定，有利煤电盈利持续改善。图：环渤海动力煤（Q5500K）价格指数和现货参考价对比（元/吨）1,080.00990.00900.00810.00720.00630.00540.00450.00360.00综合平均价格指数:环渤海动力煤(Q5500K)现货参考价:环渤海动力煤(Q5500K)资料：Wind，国元证券经纪（香港）整理煤电容量电价出台2023年11月10日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》。自2024年1月1日起执行煤电两部制电价，并明确煤电机组固定成本、各省补偿比例以及分摊方式。

煤电容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定。综合考虑各地电力系统需要、煤电功能转型情况等因素，2024~2025年，多数地方通过容量电价回收固定成本的比例为30%左右即每年每千瓦100元，部分煤电功能转型较快的地方适当高一些；2026年起，各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%,即每年每千瓦165元。

该调整是为了适应煤电从主力电源向基础保障性和系统调节性电源转型的需要。煤电容量电价机制的建立，是将现行单一制电量电价调整为“电量电价+容量电价”的两部制电价，其中，电量电价通过市场化方式形成，灵敏反映电力市场供需、燃料成本变化等情况；容量电价则是为保障用户侧用电充裕度（与用电可靠性密切相关）而向提供有效容量的主体支付的费用，专门为回收煤电机组固定成本而设，体现了煤电可靠发电容量的价值。

煤电机组通过灵活性改造，用于深度调峰的成本是最经济的。据测算，以煤电灵活性改造成本1000元/kW，年调峰时长1000小时（25%的调峰空间），寿命20年计算，煤电调峰的度电成本只有0.05元，远远低于抽水蓄能的0.23元、锂电池储能的0.25-0.3元。有了容量电价的“托底”，煤电灵活性改造的积极性就有了，按10亿千瓦装机的保守基数算，容量补偿相当于每年给煤电增厚1000-1500亿元。资料：国家、国家能源局，国元证券经纪（香港）整理容量电价出台，有利稳定煤电盈利预期✓

建立煤电容量电价机制，有利稳定煤电行业预期、保障电力系统安全运行、促进新能源加快发展。✓

根据测算结果显示，容量电价对火电厂的投资积极性有所增加。在现有的电量电价水平上，全国平均容量电价相当于每千瓦时3分钱左右，对于火电厂的盈利可能会有大约7%~8%的增长。因此，建立煤电容量电价机制主要是电价结构的调整，煤电总体价格水平是基本稳定的。图：2024-2025年各省测算度电容量电价（分/千瓦时，含税）6.005.505.004.554.204.064.004.003.002.001.000.003.823.463.032.942.912.762.712.60

2.592.572.402.372.292.26

2.252.232.162.122.07

2.072.04

2.032.001.97

1.95资料：国家、中国电力知库、国元证券经纪（香港）整理目录一、用电需求持续增长，电力多维价值显现二、长协煤保供+容量电价，利好火电盈利趋稳三、辅助服务+现货交易，改善火电盈利预期四、风光度电成本持续下行，绿电装机提速五、投资策略及重点公司推荐煤电辅助服务市场有望扩容，进一步提升收益回报✓

辅助服务在电力系统中的关键作用是维持电力系统频率、电压稳定和供需平衡。通过提供灵活性支持，辅助服务能有效应对负荷波动、突发故障，降低电力系统的风险。据电力辅助服务调节原理的不同，可以分为有功平衡服务、无功平衡服务和事故应急及恢复服务。有功平衡服务通过频率控制调节系统的有功出力，无功平衡服务即电压控制服务，事故应急及恢复服务包括稳控切机服务、快速切负荷服务和黑启动服务。其中，有功平衡服务特别是调频、调峰是我国电力辅助服务中应用最多的方式。✓

截至2023年上半年，全国发电装机容量约27.1亿千瓦，其中参与电力辅助服务的装机约20亿千瓦。2023年上半年，全国电力辅助服务费用共278亿元，占上网电费1.9%。按结构划分，市场化补偿费用204亿元，占比73.4%；固定补偿费用74亿元，占比26.6%。按类型划分，调峰补偿167亿元，占比60.0%；调频补偿54亿元，占比19.4%；备用补偿45亿元，占比16.2%。从主体来看，火电企业获得补偿254亿元，占比91.4%。图：电力辅助服务分类表：2023年上半年电力辅助服务费用结构情况全国电力辅助服务分类市场化补偿费用204亿元，占比73.4%固定补偿费用74亿元，占比26.6%按结构按类型按主体调峰补偿167亿元，占比60%调频补偿54亿元，占比19.4%备用补偿45亿元，占比16.2%煤电企业获得补偿254亿元，占比91.4%资料：北极星电力网、国元证券经纪（香港）整理现货交易市场加快推进，提升煤电市场报价竞争力✓

2023年9月18日，国家、国家能源局于联合下发了《电力现货市场基本规则（试行）》，该规则主要目的是规范电力现货市场的建设和运营。规则内容包括日前、日内和实时电能量交易，以及现货市场与中长期、辅助服务、电网企业代理购电的协调衔接。这一举措标志着现货市场已经从试点探索阶段过渡到全国推广新阶段。✓

2023年11月1日，国家发展改革委、国家能源局正式发布《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》。明确了下阶段现货市场建设路径。在省间市场方面，要求2023年底前具备连续开市能力；在省内市场方面，明确了各个省份现货结算试运行的时间节点，其中要求河南力争在2023年底前开展长周期结算试运行；在区域市场方面，明确南方区域市场在2023年底前启动结算试运行，京津冀市场力争2024年6月前启动模拟试运行，加快推动长三角电力市场建设工作。✓

煤电在现货市场高价时多发、低价时少发，现货结算价格溢价显著。煤电机组的机电特性可为电力系统稳定和平衡贡献重要支撑，在电力现货交易机制层面存在显著的报价优势，2022年山西、甘肃、蒙西、山东电力现货市场中火电结算价分别为418.84、405.42、409.36、504.71元/兆瓦时，较同期风光结算价溢价110~265元/兆瓦时。有了现货交易作为中长期交易的补充，可以减少煤电电价受煤价下跌的影响，并进一步提高煤电市场报价竞争力。表：电力现货市场建设进度时间节点省级市场区域市场省间市场1)福建、辽宁、江苏、安徽、河南、湖北、河北南网、江

1)南方区域市场：启动试结算运行。2023年底前西、陕西等：开展长周期结算试运行。2）长三角市场：建立电力市场一体化合作

具备连续开市能力2)其他地区（除西藏外）：具备结算试运行条件。机制。2024年6月前京津冀市场：启动模拟试运行。浙江：启动连续结算试运行。资料：国家、国家能源局、国元证券经纪（香港）整理目录一、用电需求持续增长，电力多维价值显现二、长协煤保供+容量电价，利好火电盈利趋稳三、辅助服务+现货交易，改善火电盈利预期四、风光度电成本持续下行，绿电装机提速五、投资策略及重点公司推荐风电整机价格持续下行，显著提升风电项目收益率✓

近日，内蒙古能源集团阿鲁科尔沁100万千瓦风储基地项目中标结果出炉。该项目分为两个标段，每个标段容量均为50万千瓦，两家整机企业分羹。其中标段一第一中标候选人报价6.575亿元，折合单价1315元/千瓦。标段二第一中标候选人报价6.54亿元，折合单价1308元/千瓦。如果剔除塔筒的话，此次裸机报价约958元/kW，刷历史新低。✓

2010~2022年之间，全球陆上风电度电成本下降了69%，从2010年的0.107美元/千瓦时降至2022年的0.033美元/千瓦时，风电已经成为最经济的可再生能源。风电整机价格持续下行，有利显著提升风电项目收益率。图：全球可再生能源度电成本对比图：国内风机月度公开投标均价

(元/kW)1,8501,8141,8081,8001,7501,7001,6501,6001,5501,5001,4501,400对定现根转变1,6811,6071,5532022/9

2022/12

2023/32023/62023/9资料：金风科技2023Q3业绩PPT、IRENA、GEWC、国元证券经纪（香港）整理光伏产业链价格下行，刺激终端需求增长✓

硅业分会最新数据显示，最新n型硅料成交区间在65-70元/吨，成交均价为68元/吨，环比下降0.15%；单晶致密料成交区间在58-62元/吨，成交均价为60.2元/吨，环比下降0.33%。预计12月多晶硅价格n型持稳为主，p型小幅下滑。✓

EnergyTrend数据显示，近期本周组件价格企稳，182单面单晶PERC组件主流成交价为1.01元/W，210单面单晶PERC组件主流成交价为1.02元/W，182双面双玻单晶PERC组件成交价为1.02元/W，210双面双玻单晶PERC组件主流成交价为1.03元/W。基于2024年终端装机需求，多晶硅产能过剩以及产业链价格博弈，预期光伏产业链价格或仍将持续弱势下行。图：国产多晶硅一级料现货价(元/KG)图：国内光伏组件价格（元/瓦）350300250200150100502.202.102.001.901.801.701.60中国:现货价(平均价):单面单晶PERC组件(182mm)中国:现货价(平均价):单面单晶PERC组件(210mm)1.501.401.301.201.101.000.900.800.700资料：硅业分会、EnergyTrend、Wind，国元证券经纪（香港）整理目录一、用电需求持续增长，电力多维价值显现二、长协煤保供+容量电价，利好火电盈利趋稳三、辅助服务+现货交易，改善火电盈利预期四、风光度电成本持续下行，绿电装机提速五、投资策略及重点公司推荐华能国际（902

HK）投资要点：受益容量电价和辅助服务扩容，煤电资产将显著增益➢

公司是五大发电集团之一华能集团旗下旗舰上市平台。公司依托沿海区域电厂起家，境内电厂广泛分布在中国23个省市及，火电资产主要集中在用电需求旺盛、电价较高的沿海经济发达地区，电厂盈利能力和弹性较高。➢

按照中国会计准则计算，2023年前三季度，公司实现合并营业收入1913.2亿元，同比上升4.01%。归属于本公司股东的净利润125.64亿元，同比增利165.06亿元，每股收益为0.66元。新加坡大士能源前三季度实现税前利润36.41亿元人民币，同比增利24.82亿元人民币。前三季度公司境内电厂单位燃料成本为332.52元每兆瓦时，同比下降12.18%。➢

截至2023年9月底，公司可控发电装机容量达到1.315亿千瓦，风光装机容量达到约2,418万千瓦，清洁能源装机占比增至28％。2023年公司新能源计划开工8,900兆瓦，投产8085兆瓦。2023年前三季度，公司风光权益利润达到人民币约54.7亿元（风电约40亿元，光伏约14.7亿元）。公司新能源业务无论从装机容量，还是盈利贡献来看，已成为公司盈利稳定增长的核心

。公司规划十四五末，清洁能源装机占比达到45%，预期后续新能源装机将进一步提速。➢

公司2023年前三季度辅助服务电费共计收入是18.92亿元，其中调峰辅助服务费用收入是15.1亿元，调频辅助服务电费收入是3.81亿元。前三季度燃机容量电费收入是19.13亿元。随着容量电价出台以及未来辅助服务市场扩容，预计公司煤电资产将显著增益。资料：公司公告、国元证券经纪（香港）整理华润电力（0836

HK）投资要点：火电盈利持续改善，分拆新能源回A提升估值➢

公司是华润集团旗下的优质综合能源公司之一，十四五期间，华润电力计划新增40GW可再生能源装机，预计至2025年实现碳达峰，并实现可再生能源装机占比超50%。公司公告将分拆华润新能源于国内A股上市，是在充分考虑十四五新能源增长目标，融资规模，估值以及股东利益最大化等做出的最优选方案。预期绿电板块回A后，将开启快速增长通道，华润电力（836

HK）作为控股公司，将享有绿电板块高成长和高估值红利；同时保留的核心火电以及具增长潜力的综合能源业务也有望迎来价值重估。➢

2023年上半年，公司可再生能源业务核心利润贡献为59.54亿港元（2022H1为52.80亿港元），火电业务核心利润贡献为7.26亿港元（2022H1亏损14.36亿港元）。期内附属燃煤电厂平均标煤单价为每吨人民币1,045.3元，较去年同期下降7.9%；平均单位燃料成本为每兆瓦时人民币309.6元，较去年同期下降8.1%。2023年上半年公司火电亏损比例约占40%，6月单月亏损面进一步降至20%，大约只有6-7个电厂仍处于亏损状态。随着三季度煤价的持续下行，预期公司火电盈利将持续改善。➢

2023年6月底，公司可再生能源权益装机容量18,970兆瓦，占比34.5%。其中风电为16,682兆瓦，光伏为2,009兆瓦。2023H1，公司风电和光伏新增并网装机合计约2,228兆瓦。公司获得可再生能源开发建设指标12,272兆瓦，其中风电项目6,551兆瓦，光伏项目5,721兆瓦。目前风电和光伏在建权益装机容量分别为5,504兆瓦和5,039兆瓦。为实现十四五末可再生能源占比达到50%目标，公司风光装机将保持快速增长。资料：公司公告、国元证券经纪（香港）整理中国电力（2380

HK）投资要点：母公司持续资产注入加速转型，煤电联营坑口煤电优势显著➢

国家电投旗下多元化发电组合的综合能源集团，2022年国家电投注入的23家项目公司，合并总装机容量为2155.4MW，实现净利润人民币6.7亿元。2023年国家电投注入的资产，总装机容量超过920万千瓦，其中已投产750万千瓦，在建项目170万千瓦，交易总对价107.85亿。交易完成后，EPS预计增加0.04元，并助力公司清洁能源加速转型。公司最终控股股东国家电投计划于公开市场继续增持公司的股权，合计金额不超过

20

亿港元，增持截止时间为2024年6月30日。➢

预计到2023年底，公司合并装机容量达到约45,186兆瓦，其中清洁能源达到约34,106兆瓦（风电、光伏达到约27,403兆瓦），清洁能源装机占比超过75%。公司目标2025年清洁能源占比达到90%。➢

2022年公司积极引入中煤集团旗下中煤电力作为战略合作方，成功转让姚孟、大别山火电项目股权，合计装机容量达476万千瓦。低效煤电资产的剥离后，公司保留的煤电资产多为具煤价优势的坑口电厂，煤电资产结构得到显著优化。➢

2023年上半年公司中长协煤炭覆盖率达到95%，履约率93%，实际中长协煤占比85%，同比提高10个百分点，预期下半年公司中长协煤炭覆盖率和兑现率保持稳定或者略有提升；上半年公司燃煤成本同比下降10%，预期下半年环比上半年将再下降约10%。公司规划保留8-10GW煤电机组，大部分为有长协煤保障的优质坑口项目。资料：公司公告、国元证券经纪（香港）整理龙源电力（0916

HK）投资要点：风光项目储备充裕，未来装机提速提升估值➢

公司是国家能源集团旗下的新能源运营平台，公司是中国最早开发风电的专业化公司，2015年以来持续保持世界第一大风电运营商地位，目前已成为一家以开发运营新能源为主的大型综合性发电集团。公司是“3060”双碳行动方案主力军，“十四五”期间规划新增装机30GW，其中风电11GW，光伏19GW。➢

2023年上半年，新签订开发协议29.34吉瓦，同比增加77.94%，其中风电15.32吉瓦、光伏14.02吉瓦，均位于资源较好地区。通过平竞价取得开发指标3.07吉瓦，包括风电1.58吉瓦，光伏1.49吉瓦。2021年-2023年上半年，累计取得开发指标40.74吉瓦，将有力保障公司十四五新能源新增30GW目标实现。➢

2022年公司新增自建项目控股装机2,409.60MW，其中风电534.40MW、光伏1,875.20MW。2023年全年目标新增装机5.5-6.5GW，其中风光比例为45%和55%。在光伏组件价格下降趋势下，预期2023年及以后，公司新增装机，特别是光伏装机将显著提速。➢

公司公告，为维护公司价值及股东权益，助力公司良性发展，提振公司股价，建议授权董事会回购H股，回购不超过H股总数的10%H股。建议以自筹资金回购股份，回购价格不高出各次实际回购日前5个交易日平均收市价的5%。资料：公司公告、国元证券经纪（香港）整理大唐新能源（1798

HK）投资要点：风电区域优势显著，“以大代小”风机改造提质增效可期➢

公司作为老牌风电运营商，占据“三北”优质风资源区域，并且在“三北地区”

占比约

74.3%，公司风电主要位于内蒙古、东北部、中西部和东南沿海区域四个风电资源开发带，其中内蒙古、黑龙江、甘肃、吉林、河北均为风能资源丰富区，公司在上述五个省市风电装机占比为公司风电总装机

54.4%。➢

2023年上半年，公司共获取项目建设指标2,580MW，分布在新疆、山东、河北、内蒙古以及江苏等省份，并成功获取山东900MW和新疆1000MW等新能源大基地项目。目前公司在建项目容量2,600.70兆瓦，2023年规划新增装机1.5-2GW。公司项目储备充裕，根据十四五装机目标，随着风机价格低位以及光伏组件价格下行，预计2